Изменения в расчете и уплате НДПИ.
Комментарий к Федеральному закону от 27 июля 2006 г. N 151-ФЗ
Практика показывает, что единый механизм исчисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) не позволяет учесть объективные факторы, обусловленные особенностями отдельных месторождений. Отрицательными последствиями единой ставки НДПИ в условиях высоких мировых цен на нефть можно назвать отработку наиболее рентабельных участков недр и сокращение добычи на истощенных месторождениях, а также увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании, имеющие низкую долю экспорта добываемой нефти.
В связи с этим возникла необходимость стимулировать недропользователей к разработке новых месторождений полезных ископаемых и применению современных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки вырабатываемых месторождений.
создание условий для эффективного инвестирования в освоение новых месторождений в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в том числе путем установления нулевой ставки НДПИ до достижения определенного накопленного объема добычи нефти). В настоящее время разработка таких месторождений является экономически нецелесообразной, поскольку при существующей системе налогообложения крупные капитальные вложения, необходимые для создания инфраструктуры в отдаленных регионах со сложными геологическими условиями, не окупаются;
продление срока рентабельной разработки месторождений, характеризующихся высокой степенью выработанности и соответственно высокой себестоимостью добычи, путем установления понижающего коэффициента (по скользящей шкале) для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.
Нулевая налоговая ставка
Напомним, что в соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых налогообложение производится по ставке 0% (0 руб., если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении). Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери при добыче, связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, которые утверждаются в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
Постановлением Правительства РФ от 29 декабря 2001 г. N 921 были приняты Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения. Этими Правилами предусмотрено, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, утверждаются ежегодно Минпромэнерго России по согласованию с МПР России и Госгортехнадзором России.
В указанный подп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ Законом N 151-ФЗ внесено следующее дополнение: если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы, установленные ранее, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.
Данная норма распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2006 г. (ст. 3 Закона N 151-ФЗ), и с ее введением решается проблема, связанная с утверждением не в срок нормативных потерь полезных ископаемых. Это улучшает положение налогоплательщиков, поскольку в соответствии с указанными Правилами при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относились к сверхнормативным. И в этом случае нулевую ставку применять было нельзя.
С целью стимулирования активной разработки новых месторождений установлена нулевая ставка НДПИ по нефти до достижения накопленного объема добычи 25 млн тонн. Эта норма предусмотрена новым подп. 8 п. 1 ст. 342 НК РФ.
Указанное положение распространяется на участки недр, расположенные полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края. Для предоставления льготы необходимо выполнение следующих условий.
Срок разработки запасов участка недр должен не превышать или быть равным:
10 годам - для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых;
15 годам - для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых с даты государственной регистрации соответствующей лицензии и при использовании прямого метода учета*(2) количества добытой нефти на конкретных участках недр.
Для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2007 г. и степень выработанности запасов которых на 1 января 2007 г. меньше или равна 0,05, налоговая ставка 0 руб. в отношении количества добытого на конкретном участке недр полезного ископаемого применяется до достижения накопленного объема добычи нефти 25 млн тонн. Данная налоговая ставка применяется, если срок разработки запасов участка недр не превышает или равен 10 годам начиная с 1 января 2007 г. и используется прямой метод учета количества добытой нефти.
Новым п. 4 ст. 342 НК РФ установлен порядок определения налогоплательщиком коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв).
Если степень выработанности, определяемая прямым методом учета, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:
Кв = 3,8 - 3,5 х N : V,
где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором применяется коэффициент Кв;
V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.
Когда степень выработанности запасов, определяемая прямым методом учета, превышает 1, Кв принимается равным 0,3. В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1. Рассчитанный коэффициент Кв округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) налогоплательщик рассчитывает самостоятельно на основании данных утвержденного Государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествовавший налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв. Показатель Св определяется как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) на начальные извлекаемые запасы нефти.
Федеральный орган исполнительной власти, ведущий в установленном порядке Государственный баланс запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные этого баланса на 1-е число каждого календарного года, которые включают:
наименование пользователя недр;
реквизиты лицензии на право пользования недрами;
сведения о добыче нефти (включая потери при добыче) и начальных извлекаемых запасах нефти, утвержденных в установленном порядке, с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) всех категорий по каждому конкретному участку недр.
Данные предоставляются после выпуска государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.
Поясним, что подразумевается под буквенными обозначениями А, В, С1 и С2. В Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом МПР России от 1 ноября 2005 г. N 298, определено следующее.
Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: А (достоверные), В (установленные), С1 (оцененные), С2 (предполагаемые).
Категория А (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. К этой категории относятся запасы:
промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;
промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;
разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи;
которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.
Категория В (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. К этой категории относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.
Категория С1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин, примыкающие к запасам категорий А я В, при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. К этой категории относятся запасы:
неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории А + В на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;
части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.
Категория С2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. К этой категории относятся запасы:
участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;
пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах. При этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;
неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что, возможно, продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.
Предусмотренное Законом N 151-ФЗ дополнение п. 1 ст. 342 НК РФ подп. 9 определяет налогообложение по нулевой налоговой ставке сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 МПа х с (в пластовых условиях), при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
Рассмотрим некоторые свойства нефти и применяемые для обозначения этих свойств соответствующие термины, определения и единицы измерения.
Единица измерения МПа (мегапаскаль) применяется при обозначении давления нефти (пластового давления) в условиях измерений ее объема и приводится в Общероссийском классификаторе единиц измерения ОК 015-94 (МК 002-97), принятом и введенном в действие Постановлением Госстандарта России от 26 декабря 1994 г. N 366. Показатель "200 МПа х с" означает давление нефти 200 мега-паскалей в секунду.
Согласно Рекомендациям по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденным приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. N 69, данные о давлении нефти и ее плотности заносятся в паспорт качества нефти.
Рекомендации определяют требования к системам измерения количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595-2004*(3).
В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 *(4) по плотности нефть подразделяют на пять типов:
0 - особо легкая (не более 830 кг/м3 при температуре 20°С);
1 - легкая (830,1-850 кг/м3);
2 - средняя (850,1-870 кг/м3);
3 - тяжелая (870,1-895 кг/м3);
4 - битуминозная (более 895 кг/м3).
Также согласно ГОСТ Р 51858-2002 нефть подразделяют на четыре класса в зависимости от массовой доли серы: малосернистая; сернистая; высокосернистая; особо высокосернистая.
Сведения о таблицах пересчета значений плотности нефти в зависимости от температуры и давления приведены в ГОСТ Р 8.610-2004*(5). Эти таблицы предназначены для приведения плотности нефти к задаваемым температуре и давлению.
